Reservas
Las reservas de petróleo se dividen en convencionales y no convencionales. Las primeras
contabilizan el petróleo ligero procedente de las zonas tradicionales. Las segundas proceden de
zonas marinas profundas, el petróleo pesado obtenido de arenas bituminosas, el petróleo del ártico y
el gas licuado. Existe un consenso amplio en torno a la falta de datos fiables sobre las reservas
existentes, especialmente en el caso de los países petroleros que tienen nacionalizados los
yacimientos. En estos los datos son un secreto de Estado. Los gobiernos de los países petroleros
exageran su potencial para atraer inversiones hacia la prospección y explotación de yacimientos. A
los miembros de la OPEP esta postura les ha permitido, además, demandar una mayor cuota de
extracción (ya que la OPEP ha controlado la oferta asignando a cada miembro una cuota, calculada
en base a sus reservas) (Aleklett y Campbell, 2003).
A pesar de la falta de datos fiables, la gran mayoría de los estudios llegan a la conclusión de
que las reservas originarias de petróleo convencional oscilan alrededor de los 2 billones de barriles.
El informe “Global 2000”, publicado en 1980 por orden del presidente Carter, el cual es el informe
más exhaustivo, estima unas reservas originarias de 2,1 billones de barriles. Otro estudio
denominado World Oil Suply 1929-2050 y realizado por Petroconsultants en 1995 (el cual analiza
los 10.000 yacimientos existentes) coincide totalmente con el informe anterior (ASPO Newsletter
2003, diciembre; Zittel y Schindler, 2003 y 2004). La Association for the Study of Peak Oil
(conocida como ASPO, una organización dedicada al estudio del techo del petróleo y a elevar la
conciencia de los gobiernos y sociedades sobre le problema) mantiene desde hace años la
estimación de que el total de petróleo convencional originario es de 1,85 billones de barriles. La
estimación media de 65 consultoras, compañías de petróleo y otros entes es de algo menos de 2
billones de barriles de petróleo convencional (Aleklett y Campbell, 2003). Por el contrario, un
estudio de 2000 del US Geological Survey (USGS) estima en 3 billones de barriles el petróleo
convencional originario, lo cual, junto a estimaciones también desmedidas sobre el petróleo no
convencional, le permite afirmar que no habrá problemas de abastecimiento hasta después de 2030.
Este estudio rompe con la moderada tendencia tradicional de este organismo y ha venido siendo
respaldada por la Agencia Internacional de Energía (AIE) y por la mayor parte de las Estados,
aunque esta opinión está cambiando con rapidez (Zittel y Schindler, 2003). Estas instituciones se
están desacreditando porque sus previsiones están cada vez más lejos de la realidad. La diferencia
entre ambas estimaciones es más importante de lo que se aprecia a primera vista porque, como ya
hemos consumido unos mil millones, la segunda estimación dobla la cantidad remanente de la
primera.
Los expertos denuncian que las estimaciones desmedidas sobre las reservas que se realizan
están hechas por economistas y les niegan capacidad técnica para ello. Como dice Colin Campbell
(2004), fundador de ASPO, “los geólogos buscan petróleo, los ingenieros lo producen y los
economistas lo venden. Ten cuidado de los economistas que te dicen cuanto hay”. Aleklett y
Campbell (2003) opinan que “el mundo ha sido exhaustivamente explorado utilizando tecnología
avanzada y conocimiento científico bien probado. Además, la industria se ha dirigido a los
proyectos más grandes y mejores (…) Si pudiera haberse encontrado más, se habría hecho, lo cual
explica la tendencia a disminuir los descubrimientos desde la década de los 60”. Alrededor de dos
tercios de las reservas de petróleo convencional del mundo se encuentran en el Golfo Pérsico.
Arabia Saudita es el país clave de la zona (aporta unos 9,5 millones de barriles al día -Mb/d- al
consumo mundial, que es de 85 Mb/d). Este país manifiesta que puede aumentar su extracción (12,5
Mb/d en 2009 y 15 Mb/d en 2012), pero un número creciente de analistas considera que apenas
tiene capacidad de crecer. Se multiplican los signos que respaldan esta conclusión. Las reservas
declaradas por el gobierno saudita (250.000 Mb) son muy superiores a los resultados de los
rigurosos estudios realizados en la década de los 70 del siglo pasado por los geólogos (los mejores
de la época) de Exxon, Mobil, Chevron y Texaco (100.000-150.000 Mb), que controlaban
ARAMCO antes de su nacionalización en 1979. La última estimación fiable (de 1981) era de
139.000 Mb (Simmons, 2005b). Edward Price, jefe de prospección de ARAMCO cuando era una
empresa privada, afirma que extraoficialmente los técnicos sauditas afirman que las altas
expectativas oficiales están basadas en las estimaciones desacreditadas del USGS (ASPO News,
2005 diciembre). Una proporción creciente de su petróleo es de mala calidad. Han empezado a
explotar yacimientos que no se utilizaban por la baja calidad de su petróleo y dificultad de
extracción. Esta es una de las razones por las que el saudí Shihab-Eldin (secretario general de la
OPEP) considera necesario que el precio del petróleo no baje de 40$ para que la OPEP pueda
expandir su oferta. Pero, sobre todo, es muy posible que el yacimiento Ghawar (en explotación
desde 1949), el mayor del mundo y responsable del 60% del petróleo que bombea Arabio Saudita,
esté muy cerca del declive. Se cree que está siendo sobreexplotado (se le inyectan 7 millones de
barriles de agua salada al día para mantener la presión) y está en funcionamiento desde hace 56
años (Porter, 2005). La falta de capacidad de la OPEP para hacer frente a la demanda ha sido
confirmada por los Ministros de Petróleo de Argelia y Qatar y por el Presidente Chávez. El
Secretario de Energía de EE.UU. ha afirmado que los países de la OPEP “están justo en el límite”
de capacidad para satisfacer la demanda (Klare, 2005). A finales de 2005 la Energy Information
Administration de EE.UU. rebajó en 11 Mb/d su previsión de capacidad de bombeo de la OPEP
para 2025 (Leggett, 2006).
Las fuentes principales de petróleo no convencional son el de aguas profundas (a más de 500
m, la mayor parte se encuentra en el Golfo de Méjico y frente a las costas de Brasil, Nigeria y
Angola), las arenas bituminosas de Canadá y el petróleo pesado de Venezuela. Canadá extrae cerca
de un millón de barriles al año (pero para conseguirlo gasta gas natural equivalente a un tercio de la
energía del petróleo extraído y la escalada del precio del mismo en Norteamérica supone un freno a
su explotación). Venezuela obtiene 0,6 Mb/a, lo que supone un incremento de un 20% en los dos
últimos años. Aunque se espera que siga aumentado estas extracciones, no parece probable que
puedan hacerlo a este ritmo, debido al incremento de costes y al balance energético cada vez más
pobre (el balance energético general entre energía obtenida e invertida ha pasado de un ratio 100:1
en 1950 al actual de 10:1), consumo de agua, impacto ambiental, etc. (Staniford, 2005). El petróleo
de aguas profundas se está convirtiendo en la principal fuente de petróleo no convencional, pero
después de su techo en 2011 decrecerá con rapidez. Más adelante analizaré este tema.
Los expertos se basan en la teoría de Hubbert y en la experiencia de décadas de estudio del
comportamiento de los países petroleros. Ésta teoría establece que las curvas de descubrimientos de
nuevos yacimientos y de extracciones tienen forma de campana, y que unas décadas después de que
la primera curva alcanza el techo lo hace, así mismo, la segunda. La causa es que llega un momento
en el que el consumo supera el petróleo nuevo y, a partir de aquí, cada vez es mayor la fracción de
petróleo consumido procedente de yacimientos antiguos. Este geólogo acertó al predecir en la
década de los 50 (y en contra de la opinión general) que el techo de extracciones de EE.UU. se
produciría a principios de la década de los 70. Ocurrió en 1971.
Gráfico 1: La brecha creciente
Fuente: ASPO Newsletter 2004 setiembre: 3
La curva de nuevos descubrimientos alcanzó su techo en 1964, tal como muestra el gráfico,
y ahora tiene una caída tendencial de alrededor del 5% al año. Desde finales de la década de los 70
(periodo en el que se descubrió el petróleo del Mar del Norte y los yacimientos super gigantescosmás
de 2.000 Mb- de la bahía de Prudoe en Alaska y el Cantarell en Méjico) no se han descubierto
yacimientos super gigantescos y los yacimientos gigantescos (unos 500 millones de barriles)
hallados han descendido a cero. En 2000 se descubrieron 16, 8 en 2001, 3 en 2002 y ninguno en
2003 y 2004. Más de la mitad de las extracciones actuales provienen de yacimientos que, en su
mayoría, tienen más de 40 años. El ritmo actual de descubrimientos es la cuarta parte del previsto
en el estudio norteamericano para el periodo 1995-2025 (ASPO Newsletter, 2004, marzo; Zittel y
Schindler, 2004). Según Simmons, unos 120 yacimientos con una capacidad de bombeo superior a
100.000 b/d suministran el 49% del petróleo. 14 de ellos bombean cada uno por encima de 0,5
Mb/d ofertan el 20% y tienen una edad media de 53 años (www.simmonsco-intl.com).
La disminución del ritmo de descubrimientos afecta de forma especial a las empresas
petroleras privadas, que después de las nacionalizaciones de la década de los 70, se ven obligadas a
buscar petróleo en zonas cada vez más inhóspitas, por lo que están perdiendo cuota de mercado
(poseen alrededor del 20% del petróleo). Se prevé que en 2005 su oferta disminuya en relación a
2004 (1,52% las cinco compañías mayores y un 0,65% las 20) (Petroleum Review, 2005 octubre).
Un informe de la consultora Wood Mackenzie muestra que sólo un cuarto de las 28 compañías más
importantes consiguen por lo menos mantener sus reservas. Esto significa sus crecientes
dificultades para encontrar yacimientos rentables. Por ello, estas compañías reducen sus inversiones
en prospección e incrementan las destinadas a comprar empresas (BP ha absorbido Amoco y Arco,
Exxon a Mobil, Chevron a Texaco y a Unocal, etc.), a aumentar el ritmo de extracción de los
yacimientos en explotación, multiplicando las perforaciones (de 35.000 millones de dólares en 1998
a 50.000 en 2003), a aumentar sus reservas de gas natural y a campos alternativos (hidrógeno,
energías renovables, etc.). Esta tendencia se mantiene a pesar de que los altos precios del petróleo
han incrementado mucho sus ganancias y de grandes beneficios fiscales (deducciones de impuestos)
que obtienen por la prospección (Stanley, 2005).
La disminución de inversiones se manifiesta también en otros aspectos de la industria del
petróleo, como en la escasez de plataformas de perforación, de refinerías, de personal cualificado,
etc. A estas se le añade el problema de tener que tratar un petróleo de cada vez peor calidad (más
denso y/o con mayor contenido de metales pesados y azufre).
